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储能解决方案5种不同技术路线对比，附储能商业模式汇总

现阶段存在几种主流的储能解决方案技术路线，不同的技术路线各有优缺点。

简单介绍如下：

1、集中式：电池簇→直流电缆→直流汇流箱→直流电缆→集中式变流器→交流电缆→升压变压器多个电池簇直接在直流侧的母线并联，直流电汇流后通过储能变流器转换成交流，这种方式是目前应用较广的一种技术路线，优点是控制简单，缺点是电池簇之间电压不一致时会产生环流。代表企业：YG，SN，KH等

2、分散式：电池簇→直流电缆→变流器→交流电缆→交流汇流箱→交流电缆→升压变压器每个电池簇单独与一个储能变流器串联，多个储能变流器在交流母线侧进行并联，不在直流侧并联。这种方式的优点是可以解决电池簇间的环流问题，每个簇可以单独管理或者故障隔离，缺点是因为变流器数量较多，对系统的稳定性和可靠性要求较高。代表企业：JD

3、集散式：电池簇→DC/DC→直流电缆→单个变流器→交流电缆→交流汇流箱→交流电缆→升压变压器每个电池簇经过直流变压器（DC/DC）变成一致的电压以后在直流侧进行并联，直流电汇流后通过储能变流器转换成交流。不同于集中式的是集散式在每个电池簇使用了DC/DC。优点是可以解决电池簇间因电压不一样会产生环流的问题。缺点是增加了DC/DC元件，也有能量损耗。代表企业：Tesla

4、组串式:?电池簇→DC/DC→直流电缆→多个变流器→交流电缆→交流汇流箱→交流电缆→升压变压器和集散式相似，区别在于直流电汇流后通过多个容量较小的变流器转换成交流，而不是通过一个容量较大的变流器进行变流。优点是单个变流器故障不会影响整个储能系统。代表企业：HW

5、高压级联直挂式：电池→H桥（DC/AC功率单元）→H桥级联→三相星型连接。系统包含多个储能单元，每个储能单元由H桥和独立小电池堆组成，每相由多个储能单元串联至一定的电压直接接入交流电网。优点是无需升压变压器，减小系统损耗，减少占地面积，无电池簇间并联，消除簇间环流问题。缺点是5MW以上才有经济性，只能输出6kV、10kV等电压等级，在工商业应用缺少灵活性。代表企业：ZG、NR、XD储能商业模式汇总1、电网侧：调峰调频是储能企业的主要收入来源储能电网侧应用的补偿费用普遍由发电厂均摊，具体盈利机制各地方有所不同。发电企业因提供有偿辅助服务产生的成本费用所需的补偿即为补偿费用，国家能源局南方监管局在2017年出台了《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》及《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》，两个细则制定了南方电力辅助服务的市场补偿机制，规范了辅助服务的收费标准，为电力辅助服务市场化开辟道路。电网辅助服务主要集中在“三北”地区，华中、南方是重要的辅助服务地区。据国家能源局统计，2018年全国除西藏外参与电力辅助服务补偿的发电企业共4176家，装机容量共13.25亿千瓦，补偿费用共147.62亿元，占上网电费总额的0.83%。从电力辅助服务补偿费用比重来看，补偿费用最高的为“三北”地区，即西北、东北和华北区域，服务补偿费用占上网电费总额比重分别为0.61%、1.82%和3.17%；华中区域占比最低，为0.23%。2018年电力辅助服务补偿费用地区分布调峰、调频与备用是补偿费用的主要组成部分。2018年调峰补偿费用总额52.34亿元，占总补偿费用的35.5%。调频补偿费用总额41.66亿元，占比28.2%；备用补偿费用总额42.86亿元，占比29.0%。前三者占补偿费用的比重超过90%，是电网辅助服务补偿费用的主要组成。调压补偿费用为10.33亿元，占比7.00%;其他补偿费用0.43亿元，占比0.29%。2018年电力辅助服务补偿费用组成结构用于电网辅助服务的储能项目中，火电辅助服务装机量最多，补偿费用占比最大。电力生产的构成决定了辅助服务的重要程度，火电作为主要发电单位，辅助服务的重要性不言而喻。2018年火电辅助服务产生补偿费用210.95亿元，占比高达80.55%；风电、水电在2018年分别产生补偿费用23.72亿元、20.94亿元，费用占比依次为9.06%、8%;核电及光伏等使用电网辅助服务产生的补偿费用占比仅为2.4%。2018年电网辅助服务补偿费用占比部分已投运电网辅助服务项目2、可再生能源发电并网侧：有效解决“弃光、弃风”问题储能技术在并网侧的应用主要是解决“弃光、弃风”问题，改善电能质量。我国能源供应和能源需求呈逆向分布，风能主要集中在华北、西北、东北地区，太阳能主要集中在西部高原地区，而绝大部分的能源需求集中在人口密集、工业集中的中、东部地区;供求关系导致新能源消纳上的矛盾，风光电企业因为生产的电力无法被纳入输电网，而被迫停机或限产。据国家能源局统计，我国弃光、弃风率长期维持在4